国能大渡河大岗山发电有限公司2023年度主系统继电保护定值整定计算报告

国能大渡河大岗山发电有限公司声明报告无技术报告章、骑缝章无效；无检验人或审批人签字无效；未经本单位确认的复印件无效；涂改无效。未经本单位书面许可，报告内容不得以各种形式传播或公开发表。对报告若有异议，应于收到本报告之日起十五日内向我单位提出。被服务方提供的数据、客观状态、相关资料等作为现场试验、评价类技术报告的支撑材料，服务方不承担因上述支撑材料不真实而造成的后果；送样检测仅对来样负责。目录TOC\o"1-4"\h\z\u109811概述 1208102计算依据 153463设备参数 244674短路电流 4170585发电机保护 69306变压器保护 39100897高压电缆保护 551概述大岗山电站位于大渡河中游石棉县挖角乡境内，为大渡河干流水电规划的第十四级电站，上距泸定县城约72km，下距石棉县城约40km，电站总装机容量2600MW，安装4台650MW水轮发电机组，在系统中担负调峰及调频，枯期担负峰腰荷，汛期主要担负基荷，是四川电力系统中骨干电站之一。国家能源集团科学技术研究院有限公司成都分公司受国能大渡河大岗山发电有限公司委托完成了大岗山电站2023年度电气主系统继电保护定值整定计算工作，本计算报告根据相关规程及计算导则编制而成。2计算依据GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T31464-2022电网运行准则DL/T559-2018220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T584-20173kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T684-2012大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T1309-2013大型发电机组涉网保护技术规范DL/T1502-2016厂用电继电保护整定计算导则NB/T35010-2013水力发电厂继电保护设计规范川电调控〔2023〕42号国网四川省电力公司关于印发2023年度四川220kV及500kV电力系统继电保护整定方案及调度运行说明的通知3设备参数3.1发电机参数发电机参数见表1。表1发电机参数序号项目名称单位参数1型号SF650-48/145002额定容量MVA722.223额定功率MW6504额定电压UnkV185额定电流InkA23.16536额定励磁电压V4507额定励磁电流A30308空载励磁电压V1759空载励磁电流A169010额定功率因数（迟相）0.911d轴同步电抗Xd（饱和值）0.846212d轴同步电抗Xd（不饱和值）0.939613d轴暂态电抗X'd（饱和值）0.262614d轴暂态电抗X'd（不饱和值）0.298415d轴次暂态电抗X"d（饱和值）0.206016d轴次暂态电抗X"d（不饱和值）0.216917q轴同步电抗Xq（饱和值）0.640218q轴同步电抗Xq（不饱和值）0.653319q轴暂态电抗X'q（饱和值）0.640220q轴暂态电抗X'q（不饱和值）0.653321q轴次暂态电抗X"q（饱和值）0.235622q轴次暂态电抗X"q（不饱和值）0.240423负序电抗X2（饱和值）0.223724负序电抗X2（不饱和值）0.228325零序电抗X00.084326发电机定子漏抗XL0.123827发电机定子电阻Ra0.000668(75°C)28接地方式高阻抗接地29发电机冷却方式密闭自循环风冷30制造厂东方电气集团东方电机有限公司3.2主变压器参数主变压器参数见表2。表2主变压器参数序号项目名称单位参数1型号SSP-723000/5002额定容量MVA7233额定电压kV550/184额定电流A759/23190.25额定频率Hz506相数37联接组别YNd118短路阻抗%16.30(1B)16.33(2B)16.24(3B)16.33(4B)9高压绕组无励磁调压开关分接范围-2×2.5％10冷却方式ODWF3.3励磁变参数励磁变参数见表3。表3励磁变参数序号项目名称单位参数1型号ZLDCB9-1600/18/√3/0.932额定容量kVA3×16003额定电压kV18/0.934额定电流A154/29805联结组别Y/d116相数37阻抗电压7.65%8冷却方式AN3.4高厂变参数高厂变参数见表4。表4高厂变参数序号项目名称单位参数1型号DC11-1600/18/√3/10.52额定容量kVA3×16003额定电压kV18/10.54额定电流A154/2645联结组别Y/d116冷却方式AF7短路阻抗5.90%3.5接地变参数接地变参数见表5。表5接地变参数序号项目名称单位参数1型号FDG-250/18/12额定容量kVA2503额定电压kV18/14二次电阻Ω0.7915额定故障运行时间s604短路电流4.1基本参数常用电压等级在基准容量Sj=100MVA下的参数见表6。表6常用基准值参数基准电压（kV）5252301151810.56.30.4基准电流（kA）0.110.250.503.215.59.16144.342基准阻抗（Ω）2755529.0132.33.241.100.39690.0016基准容量Sj=100MVA，基准电压Uj=525kV时大岗山电站母线等值阻抗见表7。表7大岗山电站母线等值阻抗厂站母线正序大方式正序小方式零序大方式零序小方式500kV大岗山电站500kVⅡ母线0.0005+j0.01070.0006+j0.01180.0093+j0.04070.0095+j0.04174.2电抗归算系统电抗采用最大运行方式，电抗归算值见表8至表10。表8正序电抗值名称符号容量（MVA）电抗标幺值归算后的标幺值主变1ZB、2ZB3ZB、4ZB7230.16330.0226发电机F1、F2、F3、F4722.20.20600.0285励磁变1LB、2LB3LB、4LB4.80.07651.5938高厂变1CB、2CB3CB、4CB4.80.05901.2292表9负序电抗值名称符号容量（MVA）电抗标幺值归算后的标幺值主变1ZB、2ZB3ZB、4ZB7230.16330.0226发电机F1、F2、F3、F4722.20.22370.0310励磁变1LB、2LB3LB、4LB4.80.07651.5938高厂变1CB、2CB3CB、4CB4.80.05901.2292表10零序电抗值名称符号容量（MVA）电抗标幺值归算后的标幺值主变1ZB、2ZB3ZB、4ZB7230.16330.02264.3短路电流计算四川省电力公司下发的系统阻抗包括电阻值和电抗值，基准电压是525kV，本厂主变压器高压侧额定电压为550kV，在进行计算时需要进行电压折算，且需要考虑变压器联结方式，短路电流计算中人工计算通常使用简化计算方法，本次采用人工计算和软件计算相结合，所以在进行定值整定计算和灵敏度校验时以软件计算值和人工计算值相结合。5发电机保护5.1保护投入总控制字发电机保护投入总控制字见表11。表11发电机保护投入总控制字序号定值名称定值范围整定步长定值1发电机差动保护投入0，112发电机不完全差动1投入0，113发电机不完全差动2投入0，114发电机裂相横差保护投入0，115发电机匝间保护投入0，116发电机复压过流保护投入0，117发电机阻抗保护投入0，108发电机定子接地保护投入0，11（1#屏）0（2#屏）9外加电源定子接地保护投入0，10（1#屏）1（2#屏）10发电机转子接地保护投入0，1111发电机定子过负荷保护投入0，1112发电机负序过负荷保护投入0，1113发电机失磁保护投入0，1114发电机失步保护投入0，1115发电机电压保护投入0，1116发电机过励磁保护投入0，1117发电机功率保护投入0，1118发电机频率保护投入0，1119启停机保护投入0，1120误上电保护投入0，1121发电机开关失灵保护投入0，1122发电机轴电流保护投入0，1023励磁差动保护投入0，1124励磁后备保护投入0，1125励磁过负荷保护投入0，1126非电量保护投入0，115.2发电机系统定值发电机系统定值见表12。表12发电机系统定值序号定值名称定值范围整定步长定值1额定频率50，60Hz502发电机容量0～6000.0MW0.1MW6503发电机功率因数0.00～1.000.010.94一次额定电压0～600.00kV0.01kV185机端TV原边0～600.00kV0.01kV186机端TV副边57.74，100V1007机端TV零序副边33.33，57.74，100V57.748中性点TV原边0～600.00kV0.01kV189中性点TV副边0～300.00V0.01V173.010发电机TA原边0～60000A1A3000011发电机TA副边1A，5A1A112中性点一组分支系数0～100.00%0.01%50%13中性点二组分支系数0～100.00%0.01%50%14中性点一组TA原边0～60000A1A1500015中性点一组TA副边1A，5A1A116中性点二组TA原边0～60000A1A1500017中性点二组TA副边1A，5A1A118横差TA原边0～60000A1A125019横差TA副边1A，5A1A120转子分流器一次额定值0～60000A1A500021转子分流器二次额定值0～100.00mV0.01mV7522低频注入回路中间TA副边1A，5A523转子电压分压系数0.01～1.0015.3励磁变参数定值励磁变参数定值见表13。表13励磁变参数定值序号定值名称定值范围整定步长定值1励磁机频率50，100Hz1Hz502励磁容量0～100.00MVA0.01MVA4.83一侧一次额定电压0～600.00kV0.01kV184二侧一次额定电压0～600.00kV0.01kV0.935一侧TA原边0～60000A1A4006一侧TA副边1A，5A1A17二侧TA原边0～60000A1A40008二侧TA副边1A，5A1A1以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1励磁机方式0，102励磁变联结方式：Yy-120，103励磁变联结方式：Dd-120，104励磁变联结方式：Dy-110，105励磁变联结方式：Yd-110，116励磁变联结方式：Dy-10，105.4发电机差动保护定值5.4.1基本参数机端CT变比：30000/1中性点分支CT变比：15000/1发电机一次额定电流：发电机二次额定电流：5.4.2差动启动定值按躲过正常发电机额定负荷时的最大不平衡电流整定，取0.2Ie，对于正常工作时回路不平衡电流较大的情况，应查明原因。5.4.3差动速断定值为防止电流互感器饱和差动保护拒动，按躲过机组非同期合闸产生的最大不平衡电流整定，非同期合闸产生的最大不平衡电流计算值为0.26Ie不会引起误动，为保持大型机组比例制动功能，差动速断取3.5Ie。灵敏度校核：5.4.4差流报警定值5.4.5比例制动系数比率制动起始斜率Kbl1：比率制动最大斜率Kbl2取0.5。灵敏度校核：5.4.6定值单定值单见表14。表14定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1发电机差动启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.22发电机差动速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)3.53差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.154比率制动起始斜率0.00～0.500.010.15比率制动最大斜率0.30～0.800.010.56发电机差动跳闸控制字0000～FFFF10079保护瞬时动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113工频变化量差动投入0，114TA断线闭锁比率差动0，105.5发电机不完全差动1定值5.5.1基本参数机端CT变比：30000/1中性点分支CT变比：15000/15.5.2差动定值由于中性点CT和机端CT不同型，最小动作电流取值比完全差动定值偏大一点，取0.22Ie。灵敏度校核：5.5.3定值单定值单见表15。表15定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1不完全差动1启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.222不完全差动1速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)3.53差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.154比率制动起始斜率0.00～0.500.010.155比率制动最大斜率0.30～0.800.010.556不完全差动1跳闸控制字0000～FFFF10079保护瞬时动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113TA断线闭锁比率差动0，105.6发电机不完全差动2定值与不完全差动2定值一致，定值单定值单见表16。表16定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1不完全差动2启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.222不完全差动2速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)3.53差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.154比率制动起始斜率0.00～0.500.010.155比率制动最大斜率0.30～0.800.010.556不完全差动2跳闸控制字0000～FFFF10079保护瞬时动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113TA断线闭锁比率差动0，105.7发电机裂相横差保护定值5.7.1基本参数中性点分支CT变比：15000/15.7.2裂相差动定值按躲过负荷工况下最大不平衡电流整定，发电机裂相横差保护所用CT型号相同，考虑到发电机转子偏心和定子绕组结构等多方面的原因，裂相横差最小起动电流、比例制动系数均比纵差保护大一点。5.7.3差动速断定值为防止电流互感器饱和差动保护拒动，按躲过机组非同期合闸产生的最大不平衡电流整定，取3.5Ie。5.7.4差流报警定值5.7.5定值单定值单见表17。表17定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1裂相差动启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.222裂相差动速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)3.53差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.154比率制动起始斜率0.00～0.500.010.155比率制动最大斜率0.30～0.800.010.556裂相差动跳闸控制字0000～FFFF10079保护瞬时动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113TA断线闭锁比率差动0，105.8发电机匝间保护定值5.8.1基本参数CT变比：1250/1发电机二次额定电流：5.8.2横差电流定值躲过正常运行时最大不平衡电流，确定保护装置的三次谐波滤过比要能达到100，初设Iop.L=0.05Ign=0.93A，应根据实测值校正。5.8.3横差电流高定值按躲过外部不平衡短路故障或发电机转子偏心产生的最大不平衡电流整定。由于横差保护反应的时基波分量，对装置的滤波能力要求高，所以高定值取Iop.H=0.25Ign=4.63A。《导则》规定励磁回路一点接地后，防止励磁回路发生瞬时性第二点接地故障使横差保护误动，应切换为带0.5~1.0s延时，考虑到在转子严重偏心和励磁绕组接地故障时，可能会对发电机造成严重影响，大岗山水电站采用的RCS-985对三次谐波的滤除比达100以上，因此横差保护在转子绕组一点接地故障时不带延时。5.8.4定值单定值单见表18。表18定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1横差电流定值0.10～50.00A0.01A0.932横差电流高定值0.10～50.00A0.01A4.633横差电流2定值0.10～50.00A0.01A504横差电流2高定值0.10～50.00A0.01A505横差保护跳闸控制字0000～FFFF10079保护瞬时动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1横差保护投入0，112横差保护高定值段投入0，113横差保护2投入0，104横差保护2高定值段投入0，105.9发电机复压过流保护定值5.9.1过电流保护动作电流按发电机额定负荷下可靠返回条件整定。灵敏度校核：按主变高压侧母线两相短路的条件校验，故障电流计算值61327.38。动作时间：与主变后备保护（复压过流）动作时间配合，并应满足调度部门下达的限额定值，取t=3.8s。5.9.2复合电压元件动作值按躲过发电机失磁时最低机端电压整定，取70V。灵敏度校核：5.9.3负序电压元件动作值按躲过正常运行时不平衡电压整定。按躲过正常运行时最大负序电压值整定，取线电压8V，相电压则为4.62V。灵敏度校核：5.9.4定值单定值单见表19。表19定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1发电机负序电压定值1.00～20.00V0.01V4.622相间低电压定值2.00～100.00V0.01V703过流I段定值0.10～100.00A0.01A1.054过流I段延时0.00～10.00s0.01s3.85过流I段跳闸控制字0000～FFFF100596过流II段定值0.10～100.00A0.01A1.057过流II段一时限0.00～10.00s0.01s4.18过流II段一时限跳闸控制字0000～FFFF100799过流II段二时限0.00～10.00s0.01s1010过流II段二时限跳闸控制字0000～FFFF10000TI=3.8s，保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关及启动故障录波。TII=4.1s，保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1过流I段经复合电压闭锁0，112过流II段经复合电压闭锁0，113TV断线保护投退原则0，114自并励发电机0，11－是0－否15.10发电机定子接地保护定值5.10.1100%定子接地保护定值（适用于发电机保护1号屏）（1）低值动作电压躲过发电机正常运行时中性点TV的基波最大不平衡电压整定，经验值取5V，现场测试值若与此经验值不同应进行相应的修正。动作时间：躲过主变高压侧耦合到机端的零序电压与高定值配合取0.5s。（2）高值动作电压基波零序电压高定值段取自中性点零序电压，基波零序电压保护发电机85~95%的定子绕组单相接地，时间取0.3s。变比为保护距离发电机机端85%范围。5.10.2定值单定值单见表20。表20定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1零序电压定值0.10～50.00V0.01V5.002零序电压高定值0.10～50.00V0.01V15.03零序电压灵敏段延时0.00～10.00s0.01s0.54零序电压高值段延时0.00～10.00s0.01s0.35并网前三次谐波比率定值0.50～10.000.011.116并网后三次谐波比率定值0.50～10.000.010.787三次谐波差动定值0.10～2.000.010.48三次谐波保护延时0.00～10.00s0.01s59定子接地跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1零序电压保护报警投入0，112零序电压保护跳闸投入0，113零序电压高定值跳闸投入0，114三次谐波比率报警投入0，115三次谐波差动报警投入0，116三次谐波比率跳闸投入0，107机端3U0断线判别投入0，118中性点U0断线判别投入0，115.10.3外加注入电源原理100%定子接地保护定值（适用于发电机保护2号屏）（1）接地电阻判据整定高定值段5kΩ，5s后动作于报警。低定值段1kΩ，0.3s后动作于跳闸。（2）接地零序电流判据接地变中间变流器CT变比600/5。5.10.4定值单定值单见表21。表21定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1测量电阻报警定值0.10～30.00kΩ0.01kΩ52测量电阻跳闸定值0.10～30.00kΩ0.01kΩ13电阻报警延时0.10～10.00s0.01s54电阻跳闸延时0.10～10.00s0.01s0.35零序电流跳闸定值0.010～1.000A0.001A0.616安全接地电流定值0.010～4.000A0.001A0.057零序电流跳闸延时0.10～10.00s0.01s0.58电压回路监视定值0.00～15.00V0.01V0.029电流回路监视定值0.00～40.00mA0.01mA2.7610相角补偿值10.0～360.0º0.1º以现场实际为准11相角补偿值20.0～360.0º0.1º12电阻补偿值0.0～3000.0Ω0.1Ω13电抗补偿值0.0～3000.0Ω0.1Ω14并联电阻补偿值0.0～3000.0Ω0.1Ω15电阻折算系数0.00～100.000.0116定子接地跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1测量电阻报警投入0，112测量电阻跳闸投入0，113零序电流跳闸投入0，114频率闭锁投入0，105补偿试验状态投入0，105.11发电机转子接地保护定值水轮发电机高定值段取20kΩ，5s动作于信号，低定值段取5kΩ，5s动作于跳闸。定值单见表22。表22定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1一点接地灵敏段电阻定值0.10～100.00kΩ0.01kΩ202一点接地电阻定值0.10～100.00kΩ0.01kΩ53一点接地报警延时0.00～10.00s0.01s54一点接地跳闸延时0.00～10.00s0.01s55方波切换周期0.30～5.00s0.01s16两点接地二次谐波电压定值0.10～10.00V0.01V107两点接地延时0.00～10.00s0.01s108转子接地保护跳闸控制字0000～FFFF100399转子接地保护原理选择0－双端注入式1－单端注入式2－乒乓式2（1#屏）0（2#屏）以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1一点接地灵敏段信号投入0，112一点接地投信号0，113一点接地投跳闸0，114转子两点接地投入0，105两点接地二次谐波电压投入0，106转子一点接地输出投入0，10保护动作于发信、跳GCB、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。5.12发电机定子过负荷保护定值5.12.1定子过负荷定时限定子过负荷保护报警段，动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定。动作时间躲过后备保护的最大延时，取t=5s，动作于发信。5.12.2定子过负荷反时限（1）启动电流反时限动作特性下限电流按与过负荷保护配合整定。（2）启动时间反时限动作特性上限电流按机端金属性三相短路整定，时间与线路快速保护动作时间配合。振荡电流上限动作延时与线路保护快速保护动作时间配合，取0.5s。（3）热容量系数按照大岗山电站发电机的冷却方式，水轮发电机在事故条件下允许短时过电流，能承受1.5Ign、历时120s的过电流，但每年不超过2次。5.12.3定值单定值单见表23。表23定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1定时限电流定值0.10～50.00A0.01A502定时限延时定值0.00～10.00s0.01s103定时限跳闸控制字0000～FFFF100004定时限报警电流定值0.10～50.00A0.01A0.855定时限报警信号延时0.00～10.00s0.01s56反时限启动电流定值0.10～100.00A0.01A0.897反时限上限时间定值0.00～10.00s0.01s0.58定子绕组热容量1.00～400.000.011509散热效应系数1.00～10.000.011.0210反时限跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。5.13发电机负序过负荷保护定值5.13.1定时限负序过负荷保护（1）定时限动作电流按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整定。（2）定时限动作时间t11整定按躲过发变组后备保护动作时间整定，取t=5s。5.13.2反时限过电流保护（1）允许负序电流（2）转子负序发热常数A值为40，取0.9倍裕度。（3）上限动作时间反时限保护上限延时与快速保护配合，取tup=0.5s。（4）下限电流反时限下限电流值与定时限动作电流配合。5.13.3定值单定值单见表24。表24定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1负序过流I段定值0.10～20.00A0.01A202负序过流I段延时0.00～10.00s0.01s103负序过流I段跳闸控制字0000～FFFF100004负序过流II段定值0.10～20.00A0.01A205负序过流II段延时0.00～10.00s0.01s106负序过流II段跳闸控制字0000～FFFF100007定时限报警电流定值0.10～20.00A0.01A0.098定时限报警信号延时0.00～10.00s0.01s59反时限起动负序电流定值0.05～5.00A0.01A0.110长期允许负序电流0.05～5.00A0.01A0.0711反时限上限时间定值0.00～10.00s0.01s0.512转子发热常数1.00～100.000.013613反时限跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。5.14发电机失磁保护定值5.14.1动作值最小方式正序阻抗X1=0.0118最小运行方式发电机与系统联系电抗：X=0.0226+0.0118=0.0344系统联系电抗：Xs=0.0344×722.22/100=0.2484系统低电压判据：Uop.3ph=0.90×536.25/5500＝87.75V机端低电压判据：Uop.G=0.85×100＝85V励磁低电压判据：Ufd.op=Krel*Ufd0=0.8×175=140V转子低电压判据系数：Kxs=Krel×（Xd+Xs）=0.8×（0.9396+0.2484）=0.9504凸极功率：5.14.2动作时间（1）失磁保护Ⅰ段定子判据+转子电压判据，延时t1=0.7s。动作于发信或减出力。（2）失磁保护Ⅱ段定子判据+机端低电压判据，延时t2=0.7s。动作于发电机出口断路器及灭磁开关跳闸，并停机、发信号。（3）失磁保护Ⅲ段定子判据，延时按可靠躲过系统振荡时间整定t3=1.0s。5.14.3定值单定值单见表25。表25定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1发电机电抗Xd0.000～2.0000.0010.9402发电机电抗Xq0.000～2.0000.0010.6533系统联系电抗Xs0.000～2.0000.0010.2484发电机暂态电抗Xd´0.000～2.0000.0010.2985无功反向定值0.01～50.00%0.01%10%6转子低电压定值1.00～600.00V0.01V1407转子空载电压定值1.00～600.00V0.01V1758转子低电压判据系数定值0.10～10.00(pu)0.01(pu)0.959发电机凸极功率定值0.00～100.00%0.01%13.20%10低电压定值0.10～100.00V0.01V8511失磁保护I段延时0.00～10.00s0.01s0.712失磁保护II段延时0.00～10.00s0.01s0.713失磁保护III段延时0.00～3000.0s0.1s114失磁保护I段跳闸控制字0000～FFFF1005915失磁保护II段跳闸控制字0000～FFFF1005916失磁保护III段跳闸控制字0000～FFFF10059保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1I段阻抗判据投入0，112I段转子电压判据投入0，113I段报警投入0，114II段低电压判据投入0，115II段阻抗判据投入0，116II段转子电压判据投入0，107III段阻抗判据投入0，118III段转子电压判据投入0，109无功反向判据投入0，1110低电压选择0，10：母线电压1：机端电压111阻抗圆选择0，10：静稳圆1：异步圆05.15发电机电压保护定值对于可控硅励磁的水轮发电机电压定值取130V，0.3s动作于跳闸。定值单见表26。表26定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1过电压定值0.10～200.00V0.01V1302过电压延时0.10～10.00s0.01s0.33过电压跳闸控制字0000～FFFF100594低电压定值0.10～100.00V0.01V0.15低电压延时0.10～10.00s0.01s106低电压跳闸控制字0000～FFFF10000保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关及启动故障录波。5.16发电机失步保护定值主变折算到发电机侧容量主变电抗最大运行方式下系统联系电抗标幺值：折算到发电机侧容量跳闸允许电流：系统两侧相角差达180°时，断路器允许遮断容量为额定遮断容量的50%，保护装置可以自动选择在电流变小时跳闸。内角α越小，透镜越大，为了保证机组正常运行时负荷阻抗位于透镜外，根据厂家建议值及运行经验取120°。定值单见表27。表27定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1失步保护阻抗定值ZA0.10～200.00Ω0.01Ω15.772失步保护阻抗定值ZB0.10～200.00Ω0.01Ω22.313主变阻抗定值ZC0.10～200.00Ω0.01Ω10.974灵敏角定值60.00～90.00°0.1°855透镜内角60.00～150.00°0.1°1206区外滑极数定值1～10000157区内滑极数定值1～1000011F、3F：12F、4F：28跳闸允许过流定值1.00～100.00A0.01A2.279跳闸控制字0000～FFFF10049保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1区外失步动作于信号0，112区外失步动作于跳闸0，103区内失步动作于信号0，114区内失步动作于跳闸0，115.17发电机过励磁保护定值5.17.1定时限过励磁保护定时限过励磁保护的动作过激磁倍数，按下式确定：一般取1.1~1.2倍的额定励磁，考虑到与励磁调节器V/Hz限制配合，取1.1。定时限过励磁保护的动作延时，按保护的出口方式及被保护的设备情况而定，取ts=9s。出口方式：发信。过励磁定时限只投入报警段，跳闸段退出。5.17.2反时限过励磁保护按与制造厂给出的允许过励磁特性曲线相配合，从动作时间上考虑裕度，整定时间为曲线时间的80%，在曲线斜率较小处取点密集。5.17.3定值单定值单见表28。表28定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1过励磁定值1.00～2.000.0122过励磁延时0.1～3000.0s0.01s30003过励磁跳闸控制字0000～FFFF100004过励磁报警定值1.00～2.000.011.15过励磁报警信号延时0.1～10.0s0.01s96过励磁反时限上限定值1.00～2.000.011.257过励磁反时限上限延时0.1～3000.0s0.01s9.68过励磁反时限定值I1.00～2.000.011.229过励磁反时限I延时0.1～3000.0s0.01s2410过励磁反时限定值II1.00～2.000.011.2011过励磁反时限II延时0.1～3000.0s0.01s4812过励磁反时限定值III1.00～2.000.011.1813过励磁反时限III延时0.1～3000.0s0.01s9614过励磁反时限定值IV1.00～2.000.011.1515过励磁反时限IV延时0.1～3000.0s0.01s28816过励磁反时限下限定值1.00～2.000.011.1217过励磁反时限下限延时0.1～3000.0s0.01s86418过励磁反时限跳闸控制字0000～FFFF10059保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关及启动故障录波。5.18发电机功率保护定值定值单见表29。表29定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1逆功率定值0.50～50.00%0.01%5.2%2逆功率信号延时0.10～25.00s0.1s33逆功率跳闸延时0.10～3000.0s0.1s54逆功率保护跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1经导水叶位置闭锁0，115.19发电机频率保护定值发电机运行中允许的频率变化范围为48.5～50.5Hz。低于48.5Hz或者高于50.5Hz时，累计允许运行的时间和每次允许运行的时间目前国内尚没有规定，应考虑机组的过速能力和当地电网的要求，并根据制造厂家提供的技术参数确定。发电机频率异常保护设两段低频告警和一段高频告警。低频一段定值：48.5Hz，原定值49Hz报警，49Hz是允许范围。低频一段延时：5s，动作于报警。低频二段定值：48Hz。低频二段延时：15s，动作于报警。过频一段定值：52Hz。过频一段延时：5s，动作于报警。定值单见表30。表30定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1低频I段频率定值45.00～50.00Hz0.01Hz48.52低频I段延时0.00～3000.00s0.1s53低频II段频率定值45.00～50.00Hz0.01Hz484低频II段延时0.00～3000.00s0.1s155低频保护跳闸控制字0000～FFFF100006过频定值50.00～60.00Hz0.01Hz527过频延时0.00～3000.00s0.1s58过频保护跳闸控制字0000～FFFF10000以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1低频I段投信号0，112低频I段投跳闸0，103低频II段投信号0，114低频II段投跳闸0，105过频投信号0，116过频投跳闸0，105.20发电机启停机保护定值中性点侧分支CT：15000/1，机端CT：30000/1，中性点接地变变比18/1。启停机差流定值按在额定频率下，大于满负荷运行时差动回路中的不平衡电流整定，取0.2Ie。定子零序电压取5V。定子零序电压延时按定子接地基波零序电压保护延时取0.5s。低频元件整定值取额定频率的90%。低频过流定值按躲过低频工况下的最大负荷电流整定。延时0.2s动作于跳闸。定值单见表31。表31定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1频率闭锁定值40.00～50.00Hz0.01Hz452低频过流定值0.10～50.00A0.01A13低频过流延时0.00～10.00s0.01s0.24发电机差流定值0.10～10.00Ie0.01(Ie)0.25跳闸控制字0000～FFFF100796零序电压定值5.00～25.00V0.01V57零序电压延时0.00～1.00s0.01s0.58零序电压启停机跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1发电机差流判据投入0，112低频过流判据投入0，113零序电压判据投入0，115.21发电机误上电保护定值5.21.1误上电保护（1）按低频低压过流原理整定主变电抗折算到发电机侧：系统阻抗折算到发电机侧：按照盘车状态下误合闸时流过发电机侧的电流整定，取误上电最小电流的50%。按可靠启动条件来整定，取额定电流的50%。动作时间取0.1s跳闸。（2）频率闭锁定值取额定频率的90%~96%，考虑到45Hz为励磁起励门槛值，所以将闭锁定值适当调大，取46Hz。5.21.2断路器闪络负序电流按躲过正常运行时不平衡电流整定。考虑到装置最小输入为0.1A，防止采样漂移引起误动，维持原定值0.12A。动作时间躲断路器合闸三相不一致时间，取0.15s。5.21.3定值单定值单见表32。表32定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1误合闸频率闭锁定值40.00～50.00Hz0.01Hz462误合闸电流定值0.10～50.00A0.01A0.393误合闸延时定值0.00～1.00s0.01s0.14误合闸跳闸控制字0000～FFFF100595断路器闪络负序电流定值0.10～20.00A0.01A0.126断路器闪络一时限0.00～10.00s0.01s0.157断路器闪络一时限控制字0000～FFFF100598断路器闪络二时限0.00～10.00s0.01s109断路器闪络二时限控制字0000～FFFF10000保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1低频闭锁投入0，112断路器位置接点闭锁投入0，115.22发电机开关失灵保护定值5.22.1相电流整定按可靠躲过发电机额定电流整定。5.22.2负序电流整定按可靠躲过发电机正常运行时发电机不平衡电流整定。一时限与高压侧断路器失灵保护时间延时一致，取0.13s，二时限跳上一级断路器，取0.25s。5.22.3灵敏度校验按500kV两相短路灵敏度校核。（1）相电流灵敏度（2）负序灵敏度校核5.22.4定值单定值单见表33。表33定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1发电机负序电压定值1.00～20.00V0.01V12相间低电压定值2.00～100.00V0.01V1003失灵电流定值0.10～20.00A0.01A0.974失灵负序电流定值0.10～20.00A0.01A0.125开关失灵一时限0.00～10.00s0.01s0.136开关失灵一时限控制字0000～FFFF100097开关失灵二时限0.00～10.00s0.01s0.258开关失灵二时限控制字0000～FFFF100B39过流输出定值0.1～100.0A0.01A10010过流输出延时0.00～10.00s0.01s10T1=0.13s，保护动作于发信、跳GCB及启动故障录波。T2=0.25s，保护动作于发信、跳主变高压侧断路器、厂高变低压侧断路器、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1失灵经负序电流闭锁0，112失灵经机端复压闭锁0，103机端过流输出投入0，105.23励磁差动保护定值高压侧二次电流：低压侧二次电流：5.23.1差动电流启动定值按躲过变压器正常运行时的差动不平衡电流整定，励磁变压器由于其谐波含量高、在试验中导通角变化、两侧电流互感器特性差异大等原因，工程上最小动作电流取值较其他变压器大，一般取Iq=（0.5~0.8）Ie，取0.6Ie。5.23.2差动速断倍数按可靠躲过变压器励磁涌流或外部短路最大不平衡电流整定，取Is=9。灵敏度校验：按正常运行方式下保护安装处电源侧两相短路有1.2倍灵敏度计算。5.23.3比率制动系数（1）变斜率比率差动起始斜率由电流互感器相对误差确定。一般取0.1~0.2，厂变取0.2。（2）比率制动最大斜率低压侧故障时（最大运行方式三相短路），高压侧流过的短路电流为1994.55A。Kbl2取0.8。（3）灵敏度校验励磁变低压侧两相短路保护安装处最小短路电流为1992.84A。，Ir>6Ie,则有下式：5.23.4定值单定值单见表34。表34定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1励磁差动启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.62励磁差动速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)93差流报警定值0.10～1.00(Ie)0.01(Ie)0.34比率制动起始斜率0.00～0.500.010.25比率制动最大斜率0.50～0.800.010.86谐波制动系数0.10～0.350.010.157励磁差动跳闸控制0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113涌流闭锁原理0，10：二次谐波闭锁1：波形判别0（1#屏）1（2#屏）4TA断线闭锁比率差动0，115.24励磁后备保护定值5.24.1过流一段由于励磁变配置差动保护，内部故障靠差动保护切除，过流一段按变压器低压侧两相短路有灵敏度计算。动作取0.1s。5.24.2过流二段按躲过强励时的额定励磁电流整定。动作时间按与励磁系统快熔时间配合，取0.5s。5.24.3定值单定值单见表35。表35定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1过流I段定值0.10～100.00A0.01A2.492过流I段延时0.00～10.00s0.01s0.13过流I段跳闸控制字0000～FFFF100794过流II段定值0.10～100.00A0.01A0.875过流II段延时0.00～25.00s0.01s0.56过流II段跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。5.25励磁过负荷保护定值5.25.1定时限报警电流定值按发电机正常运行时额定励磁电流下能可靠返回。动作时间按躲过外部故障引起的瞬时过流及强励动作时间整定，取12s。5.25.2反时限启动电流定值5.25.3反时限基准电流5.25.4反时限上限时间定值与速断保护配合，取0.5s。5.25.5励磁绕组热容量考虑到与励磁系统过励限制器的配合，t取25s，C=71.12。5.25.6定值单定值单见表36。表36定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1定时限电流定值0.10～100.00A0.01A1002定时限延时定值0.00～25.00s0.01s253定时限跳闸控制字0000～FFFF100004定时限报警电流定值0.10～100.00A0.01A0.355定时限报警信号延时0.00～25.00s0.01s126反时限启动电流定值0.10～50.00A0.01A0.377反时限上限时间定值0.10～10.00s0.01s0.58励磁绕组热容量1.00～400.000.0171.129反时限基准电流0.10～50.00A0.01A0.3310反时限跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1交/直流输入0，10：交流1：直流02电流选择0，10：二侧电流1：一侧电流15.26非电量保护定值定值单见表37。表37定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1外部重动1延时定值0.00～6000.00s0.1s60002外部重动1跳闸控制字0000～FFFF100003外部重动2延时定值0.00～6000.00s0.1s60004外部重动2跳闸控制字0000～FFFF100005外部重动3延时定值0.00～6000.00s0.1s0.16外部重动3跳闸控制字0000～FFFF100797外部重动4延时定值0.00～6000.00s0.1s0.18外部重动4跳闸控制字0000～FFFF10079保护动作于发信、跳GCB、启动GCB失灵保护、跳灭磁开关、停机及启动故障录波。备注：外部重动3为灭磁开关联跳GCB，外部重动4为励磁系统故障启动保护。5.27一次额定电流定值单见表38。表38定值单序号定值名称定值序号定值名称定值1发电机额定电流23166A4励磁一侧153.9A2发电机中性点一组11583A5励磁二侧2980.1A3发电机中性点二组11583A65.28二次额定电流定值单见表39。表39定值单序号定值名称定值序号定值名称定值1发电机TA额定电流0.77A4励磁一侧TA0.38A2发电机中性点一组TA0.77A5励磁二侧TA0.74A3发电机中性点二组TA0.77A65.29二次额定电压定值单见表40。表40定值单序号定值名称定值序号定值名称定值1发电机机端57.72V4发电机中性点零序99.85V2发电机机端零序99.98V5发电机零序电压相关系数0.995.30差动保护调整系数定值单见表41。表41定值单序号定值名称定值序号定值名称定值1发电机TA14励磁一侧TA12发电机中性点一组TA15励磁二侧TA0.5133发电机中性点二组TA166变压器保护6.1装置参数定值单见表42。表42定值单序号定值名称定值范围定值备注1定值区号0～FFFFF000002装置编号最多6个字符以现场实际为准3本机通讯地址0～255以现场实际为准4后台通讯1口波特率1200～3840009600bps5后台通讯2口波特率1200～3840009600bps6打印机波特率480096001920019200bps7通讯规约0011以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1自动打印0，102网络打印0，10本地打印机3远方修改定值投入0，10本地修改4对时选择0，11秒对时6.2保护投入总控制字定值单见表43。表43定值单序号定值名称定值范围定值1主变差动保护投入0，112主变零序差动保护投入0，103主变负序过流保护投入0，104主变复压过流保护投入0，115主变阻抗保护投入0，106主变接地后备保护投入0，117主变间隙后备保护投入0，118主变过励磁保护投入0，119主变非全相保护投入0，1010断路器闪络保护投入0，1011厂变差动保护投入0，1112厂变后备保护投入0，116.3主变系统定值定值单见表44。表44定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1主变容量0～6000.0MVA0.1MVA7232高压侧一次额定电压0～1000.0kV0.1kV5503低压侧一次额定电压0～600.00kV0.01kV184高压侧TV原边0～1000.0kV0.1kV5505高压侧TV副边57.74，100V0.01V1006高压侧TV零序副边33.33，57.74，100，173.2，300V0.01V173.27高压侧TA原边0～60000A1A15008高压侧TA副边1A，5A1A19高压侧后备TA原边0～60000A1A150010高压侧后备TA副边1A，5A1A111低压侧TA原边0～60000A1A3000012低压侧TA副边1A，5A1A113备用侧TA原边0～60000A1A1000014备用侧TA副边1A，5A1A115接地零序TA原边0～60000A1A60016接地零序TA副边1A，5A1A117间隙零序TA原边0～60000A1A018间隙零序TA副边1A，5A1A1以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1主变压器联结方式:Yd-110，112主变压器联结方式:Yd-10，106.4厂变系统定值定值单见表45。表45定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1厂变容量0～100.00MVA0.01MVA4.82高压侧一次额定电压0～600.00kV0.01kV183低压侧一次额定电压0～600.00kV0.01kV10.54高压侧大变比TA2原边0～60000A1A5005高压侧大变比TA2副边1A，5A1A16高压侧TA原边0～60000A1A5007高压侧TA副边1A，5A1A18低压侧TA原边0～60000A1A4009低压侧TA副边1A，5A1A510低压侧零序TA原边0～60000A1A011低压侧零序TA副边1A，5A1A5以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1厂变联结方式:Yy-120，102厂变联结方式:Dd-120，103厂变联结方式:Dy-110，104厂变联结方式:Yd-110，115厂变接线方式:Dy-10，106厂变接线方式:yD-10，106.5主变差动保护定值高压侧二次电流：低压侧二次电流：6.5.1差动电流启动定值按躲过变压器额定工况下的最大不平衡电流来整定。工程上一般取Iq=（0.3~0.6）Ie，取0.4Ie。6.5.2差动速断倍数整定值与变压器容量、主接线及与无穷大系统（母线）之间的电抗大小有关，按可靠躲过变压器励磁涌流或外部短路最大不平衡电流整定，取Is=4.5。灵敏度校验：按正常运行方式下保护安装处电源侧两相短路有1.2倍灵敏度计算。计算短路两相短路时系统提供短路电流为8407.27A，6.5.3比率制动系数（1）变斜率比率差动起始斜率一般取0.1~0.2，本次取0.1。（2）比率制动最大斜率为防止外部短路不误动，根据运行经验及厂家建议Kbl2取0.7。（3）灵敏度校验计算Id.min=2.29Ie，Ir=1.145Ie，本装置采用变斜率，Ir<6Ie,则有下式：6.5.4定值单定值单见表46。表46定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1差动启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.42差动速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)4.53差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.24比率制动起始斜率0.00～0.500.010.15比率制动最大斜率0.50～0.800.010.76谐波制动系数0.10～0.350.010.157主变差动跳闸控制字0000～FFFF1008B保护瞬时动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113工频变化量比率差动投入0，114涌流闭锁原理选择0，10：二次谐波闭锁1：波形判别0（1#屏）1（2#屏）5TA断线闭锁比率差动0，106差动选择0，10：主变差动1：发变组差动06.6主变复压过流保护定值6.6.1复压过流保护（1）动作电流按躲过正常运行时变压器的额定电流整定。（2）低电压动作值按躲过变压器正常运行时可能出现的最低电压值来整定，取线电压70V。（3）负序电压动作值按躲过正常运行时最大负序电压值整定，取线电压8V，相电压则为4.62V。（4）动作延时与相邻线路相间短路后备保护配合（线路相间距离三段3.5s）整定，结合调度要求，取3.2s。（5）灵敏度校验1）电流灵敏度校验，计算得1738.41A。——后备保护区末端两相金属性短路时流过保护的最小电流，本处采用母线高压侧两相故障。2）相电压灵敏度校验3）负序电压灵敏度校验6.6.2过流二段保护按主变低压侧两相短路有灵敏度整定。动作时间按躲过厂变过流一段保护整定，且不宜大于输电线路对侧线路保护相间保护二段时间，取t=1.6s。6.6.3过负荷保护按躲过各侧绕组的额定电流计算。过负荷动作于发信，时间大于相间及接地故障后备保护的最大动作时间，取6s。6.6.4定值单定值单见表47。表47定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1主变负序电压定值1.00～20.00V0.01V4.622相间低电压定值10.00～100.00V0.01V703过流I段定值0.10～100.00A0.01A0.694过流I段一时限0.00～10.00s0.01s3.25过流I段一时限跳闸控制字0000～FFFF1008B6过流I段二时限0.00～10.00s0.01s107过流I段二时限跳闸控制字0000～FFFF100008过流II段定值0.10～100.00A0.01A1.059过流II段时限0.00～10.00s0.01s1.610过流II段跳闸控制字0000～FFFF1008311过流III段定值0.10～100.00A0.01A10012过流III段时限0.00～10.00s0.01s1013过流III段跳闸控制字0000～FFFF1000014高压侧失灵联跳控制字0000～FFFF1008915过负荷定值0.10～100.00A0.01A0.5616过负荷延时0.00～10.00s0.01s617起动风冷定值0.10～100.00A0.01A10018起动风冷延时0.00～10.00s0.01s10TI=3.2s，保护动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。TII=1.6s或0.7s，保护动作于发信、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。高压侧失灵联跳保护动作于发信、跳高厂变低压侧断路、跳GCB、启动GCB失灵保护、启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1过流I段经复压闭锁0，112过流II段经复压闭锁0，103过流III段经复压闭锁0，104经高压侧复压闭锁0，105经低压侧复压闭锁0，116过流I段经方向闭锁0，107过流II段经方向闭锁0，108TV断线保护投退原则0，119过负荷保护投入0，1110起动风冷投入0，1011I段经机端断路器位置闭锁0，1012II段经机端断路器位置闭锁0，1113高压侧失灵经主变跳闸投入0，116.7主变接地后备保护定值6.7.1零序Ⅰ段动作电流及动作时间（1）零序Ⅰ段动作电流按高压母线故障有2倍灵敏度计算。（2）零序Ⅰ段动作时限按与线路保护零序过流II段时间配合整定。一时限t11=2.3+0.3=2.6s二时限t12=2.6+0.3=2.9s6.7.2零序Ⅱ段动作电流及动作时间（1）零序Ⅱ段动作电流3I0g2整定Ⅱ段零序过电流与线路零序Ⅲ段动作电流配合整定。（2）零序Ⅱ段动作时限整定第一时限与各线路三段时间配合整定，t21=3.8s。第二时限取t22=4.1s，根据四川省调的文件要求取3.2s。6.7.3定值单定值单见表48。表48定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1零序电压闭锁定值2.00～100.00V0.01V22零序过流I段定值0.10～100.00A0.01A5.203零序过流I段一时限0.00～10.00s0.01s2.64零序I段一时限跳闸控制字0000～FFFF100035零序过流I段二时限0.00～10.00s0.01s2.96零序I段二时限跳闸控制字0000～FFFF1008B7零序过流II段定值0.10～100.00A0.01A0.328零序过流II段一时限0.00～10.00s0.01s3.29零序II段一时限跳闸控制字0000～FFFF1000310零序过流II段二时限0.00～10.00s0.01s3.211零序II段二时限跳闸控制字0000～FFFF1008BTI=2.6s，保护动作于发信、跳主变高压侧断路器、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。TII=2.9s，保护动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。TI=3.2s，保护动作于发信、跳主变高压侧断路器、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。TII=3.2s，保护动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1零序I段经零序电压闭锁0，102零序II段经零序电压闭锁0，103零序过流I段电流自产0，104零序过流II段电流自产0，105零序I段经方向闭锁0，106TV断线保护投退原则0，106.8主变间隙后备保护定值6.8.1低压侧接地保护按躲过正常运行时最大不平衡电压整定，取12V，时间按躲过主变及厂变接地保护时间整定，取5s。6.8.2定值单定值单见表49。表49定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1零序过压定值10.00～220.00V0.01V2202零序过压一时限0.00～10.00s0.01s103零序过压一时限跳闸控制字0000～FFFF100004零序过压二时限0.00～10.00s0.01s105零序过压二时限跳闸控制字0000～FFFF100006间隙零序过流定值0.10～100.00A0.01A1007间隙零序过流一时限0.00～10.00s0.01s108间隙零序过流一时限控制字0000～FFFF100009间隙零序过流二时限0.00～10.00s0.01s1010间隙零序过流二时限控制字0000～FFFF1000011低压侧零序电压报警定值10.00～100.00V0.01V1212低压侧零序电压报警延时0.00～10.00s0.01s5以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1零序电压经无流闭锁0，102间隙零序经外部投入0，103低压侧零序电压报警投入0，114间隙零序保护模式0，106.9主变过励磁保护定值6.9.1定时限过励磁保护定时限过激磁保护的动作过激磁倍数，按下式确定：一般取1.1~1.2倍的额定励磁，考虑到与励磁调节器V/Hz限制配合，取1.1。定时限过励磁保护的动作延时，按保护的出口方式及被保护的设备情况而定，取ts=9s。出口方式：发信。过励磁定时限只投入报警段，跳闸段退出。6.9.2反时限过励磁保护按与制造厂给出的允许过励磁特性曲线相配合，从动作时间上考虑裕度，整定时间为曲线时间的70%，在曲线斜率较小处取点密集。6.9.3定值单定值单见表50。表50定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1过励磁定时限定值1.00～2.000.0122过励磁定时限延时0.1～3000.0s0.01s253过励磁定时限跳闸控制字0000～FFFF100004过励磁报警定值1.00～2.000.011.15过励磁报警延时0.1～10.0s0.01s96过励磁反时限上限定值1.00～2.000.011.47过励磁反时限上限延时0.1～3000.0s0.01s5.08过励磁反时限定值I1.00～2.000.011.359过励磁反时限I延时0.1～3000.0s0.01s6.710过励磁反时限定值II1.00～2.000.011.311过励磁反时限II延时0.1～3000.0s0.01s9.712过励磁反时限定值III1.00～2.000.011.2513过励磁反时限III延时0.1～3000.0s0.01s14.314过励磁反时限定值IV1.00～2.000.011.215过励磁反时限IV延时0.1～3000.0s0.01s24.816过励磁反时限下限定值1.00～2.000.011.1517过励磁反时限下限延时0.1～3000.0s0.01s75.618过励磁反时限跳闸控制字0000～FFFF1008B保护动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。6.10厂变差动保护定值高压侧二次电流：低压侧二次电流：6.10.1差动电流启动定值按躲过变压器正常运行时的差动不平衡电流整定，在工程上还应考虑外部故障切除时的不平衡电流，工程上一般取Iq=（0.4~0.6）Ie，取0.5Ie。6.10.2差动速断倍数按可靠躲过变压器励磁涌流或外部短路最大不平衡电流整定，取Is=10。灵敏度校验：按正常运行方式下保护安装处电源侧两相短路有1.2倍灵敏度计算。6.10.3比率制动系数（1）变斜率比率差动起始斜率由电流互感器相对误差确定。一般取0.1~0.2，厂变取0.2。（2）比率制动最大斜率低压侧故障时，高压侧流过的短路电流为2579.35A。Kbl2取0.8。（3）灵敏度校验计算厂变低压侧两相短路保护安装处最小短路电流为2576.49A。Ir>6Ie，则有下式：6.10.4定值单定值单见表51。表51定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1差动启动定值0.10～1.50(Ie)0.01(Ie)0.52差动速断定值2.00～14.00(Ie)0.01(Ie)103差流报警定值0.05～1.00(Ie)0.01(Ie)0.24比率制动起始斜率0.00～0.500.010.25比率制动最大斜率0.50～0.800.010.86谐波制动系数0.10～0.350.010.157差动保护跳闸控制字0000～FFFF1008B保护瞬时动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。以下是运行方式控制字整定‘1’表示投入，‘0’表示退出1差动速断投入0，112比率差动投入0，113涌流闭锁原理选择0，10（1#屏）1（2#屏）4TA断线闭锁比率差动0，116.11厂变后备保护定值6.11.1电流速断保护按躲过变压器低压侧三相短路时高压侧穿越电流整定。按躲过空投低厂变时的励磁涌流整定。取两者最大值：6.70A。灵敏度校验：6.11.2过流一段保护按躲过厂用变压器所带负荷需要自启动的电动机最大启动电流之和整定。10kV为暗备用接线，则：灵敏度校验：动作时限与下一级过流保护的最大时间配合。6.11.3过负荷保护按躲过高压侧的额定电流计算。过负荷动作于发信，规程建议10~15s，取t=10s。6.11.4定值单定值单见表52。表52定值单序号定值名称定值范围整定步长定值1电流速断定值0.10～100.00A0.01A6.702电流速断延时0.00～10.00s0.01s03电流速断跳闸控制字0000～FFFF1008B4过流I段定值0.10～100.00A0.01A0.935过流I段一时限延时0.00～10.00s0.01s16过流I段一时限跳闸控制字0000～FFFF103817过流I段二时限延时0.00～10.00s0.01s1.38过流I段二时限跳闸控制字0000～FFFF1008B9过流II段定值0.10～100.00A0.01A10010过流II段一时限延时0.00～10.00s0.01s1011过流II段一时限跳闸控制字0000～FFFF1000012过流II段二时限延时0.00～10.00s0.01s1013过流II段二时限跳闸控制字0000～FFFF1000014大电流闭锁定值0.10～200.00A0.01A20015大电流闭锁跳闸控制字0000～FFFF1000016零序过流I段定值0.10～100.00A0.01A10017零序过流I段延时0.00～10.00s0.01s1018零序过流I段跳闸控制字0000～FFFF1000019零序过流II段定值0.10～100.00A0.01A10020零序过流II段延时0.00～10.00s0.01s1021零序过流II段跳闸控制字0000～FFFF1000022过负荷电流定值0.10～100.00A0.01A0.3423过负荷延时0.00～10.00s0.01s1024启动风冷定值0.10～50.00A0.01A5025启动风冷延时0.00～10.00s0.01s1026低压侧零序电压报警定值0.10～100.00V0.01V10027低压侧零序电压报警延时0.00～10.00s0.01s10电流速断保护瞬时动作于发信、跳GCB、跳主变高压侧断路器、跳高厂变低压侧断路器、启动GCB失灵保护、启动主变高压侧断路器失灵保护、启动故障录波。TI=1s，保护动作于发信、跳高厂变低压侧断路器、闭锁备自投、启动故障录波。TI=1.3s，保护瞬时动作于发信、跳GCB、跳主变高压